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炼厂装置运行调整及总流程协同优化

发表时间: 2021-10-09 09:14:36

作者: 于 博

来源: 《石油化工》

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摘要:以国内某炼厂为研究对象,从总流程角度对炼厂主要装置运行情况进行联合诊断,发现由于三环芳烃组分在重油加工系统恶性循环,导致生产中出现催化裂化柴油处理困难、柴油池个别批次十六烷值不达标等问题。采用Aspen 公司的过程工业模型系统软件建立了全厂总流程模型,并进行原油保本价测算,提出了原油加工的优化结构;同时对优化前后的全厂流程进行模拟测算,提出了总流程优化方案。优化前后的实际运行数据对比及效益评估结果表明,产品结构得到明显改善,企业全年增效约1 514.3万元,达到了炼厂运营优化和效益提升的目的,对同类型炼厂的全流程优化具有较好的借鉴意义。

关键词:装置运行调整;总流程优化;效益评估

我国炼油行业经过几十年的快速发展,目前正面临产能过剩、汽油增幅放缓、柴油消费见顶的局面。外部市场竞争加剧、产品质量升级步伐加快、节能环保要求日趋严格,使国内炼油企业面临巨大挑战,推动炼厂不断寻求综合运用各种优化手段挖潜增效,以提高竞争力[1]。目前,装置运行优化是炼厂挖潜增效的重要内容,通过装置运行优化,炼厂在提高产品质量和降低装置能耗等方面取得了显著效果[2-4]。目前的装置运行优化主要以单套装置为对象,而单纯追求单套装置的优化有时并不一定会带来全厂效益的增加,不同装置间协同优化才有可能有效提高炼厂的整体效益[5]。因此,将总流程优化与装置运行优化相结合,在追求炼厂总体利润最大化的前提下,实现各装置间的协同优化,是一种更好的炼厂运营优化模式。

国内某燃料型炼厂的原油一次加工能力为3.5 Mt/a,近年来在油品质量升级步伐加快的过程中,全厂运行各环节凸显瓶颈,盈利能力较弱,一直处于低负荷运行,各运行部分别提出的优化措施缺乏统一考虑,急需通过系统性的总流程优化方案为全厂的提质增效提供指导建议。

本工作利用Aspen公司的过程工业模型系统(PIMS)软件建立全厂总流程模型,通过原油选择优化及装置操作优化提出了总流程优化方案,解决了柴油出厂及催化裂化柴油处理困难等问题,并通过效益评估进行验证,形成了包含诊断分析-模型测算-优化方案实施-优化效果评估等环节的闭环优化体系,从而帮助炼厂达到优化运行的目的。

1、炼厂现状

该炼厂的主要炼油装置包括原油蒸馏装置、半再生重整装置、芳烃抽提装置、催化裂化装置、延迟焦化装置、柴油加氢装置、汽柴油加氢装置、汽油选择性加氢脱硫装置、气分装置、甲基叔丁基醚(MTBE)装置、聚丙烯装置、制氢装置和硫磺回收装置等,装置详情见表1。该炼厂的主要产品包括汽油、柴油、溶剂油、液化气、聚丙烯、石油焦等。

表1 炼厂主要生产装置

该炼厂的生产加工流程如图1所示。由图1可见,主要加工流程包括:直馏石脑油进重整装置预加氢单元;常一线一部分用于生产200#溶剂油,其余部分和直馏柴油一起进汽柴油加氢装置;减一线和减压蜡油进催化裂化装置;减压渣油进延迟焦化装置。柴油加氢装置采用将催化裂化劣质柴油转化为高辛烷值汽油或轻质芳烃的技术(简称LTAG工艺)加工催化裂化柴油。汽柴油加氢装置加工直馏柴油、焦化汽柴油及少量催化裂化柴油,用于生产车用柴油。催化裂化装置的原料包括减压蜡油、焦化蜡油和加氢催化裂化柴油,产品包括柴油、汽油和液化气等,其中,大部分柴油经过柴油加氢装置加工后返回催化裂化装置作原料,其余部分外供给其他炼厂;汽油经汽油选择性加氢装置脱硫后,作为汽油主要调合组分;液化气经气分装置后,碳四和丙烯分别进入MTBE和聚丙烯装置。

经过现场调研,该厂重油加工系统主要存在以下问题:1)催化裂化装置进料中焦化蜡油的密度已接近1 000 kg/m3,催化裂化柴油的95%(φ)点馏出温度低至315 ℃,催化裂化柴油密度大于970 kg/m3,与其他炼厂同类型装置相比,运行经济性较差。2)催化裂化柴油处理存在困难,加氢催化裂化柴油的密度约920 kg/m3,催化裂化柴油加氢效果无法达到目标要求。3)延迟焦化装置生产的焦化柴油的十六烷指数偏低,仅为38左右。柴油池个别批次十六烷值不达标,出厂还需要调入十六烷值改进剂。

2、装置运行诊断

基于装置运行数据,结合现场调研情况,从全厂角度出发,对各主要装置运行情况进行诊断分析,剖析了引发重油加工系统问题的深层原因:

1)近年来汽柴油产品质量不断升级,该炼厂柴油池十六烷值不足的问题愈发凸显。柴油产品历来以普通柴油为主,车用柴油与普通柴油并轨后,为了满足国Ⅴ车用柴油标准,催化裂化柴油无法再通过汽柴油加氢装置进入柴油池,只能部分间歇性外供其他炼厂,且需要满足密度小于970 kg/m3的产品质量要求,其余大部分催化裂化柴油通过LTAG工艺回催化裂化装置。为满足外供催化裂化柴油的密度要求,在操作中采取了催化裂化柴油馏分不断切轻的措施,导致它的馏程和密度不匹配的矛盾越来越严重。

2)催化裂化装置的原料构成包括直馏蜡油、焦化蜡油、加氢催化裂化柴油。从原料的分析数据看,直馏蜡油密度为910~930 kg/m3,焦化蜡油密度为960~1 020 kg/m3,加氢催化裂化柴油密度为910~920 kg/m3。由于加氢催化裂化柴油出厂受限,LTAG加工负荷逐渐提高,加氢催化裂化柴油在混合进料中的比例与设计值相比增加了一倍左右,焦化蜡油的掺炼比例也呈增加趋势,使得混合进料密度增加,裂化效果变差;同时,因间歇性掺炼减压过汽化油,导致原料中金属杂质含量、残炭波动较大,催化裂化汽油的收率处于历史低位水平。

3)延迟焦化装置负荷较低,仅维持在50%左右。该装置的原料为减压渣油和催化裂化油浆,催化裂化油浆与减压渣油的掺炼比为10%~25%(w)。由于生产过程中催化裂化柴油不断切轻,大量重馏分被压入油浆,导致焦化原料中馏程低于500 ℃的馏分占比达到20%(φ)。这股重催化裂化柴油原料不适合生焦,一部分混在焦化柴油中,拉低了焦化柴油的十六烷指数;一部分随焦化蜡油返回催化裂化装置,影响催化裂化装置的进料性质。

4)即使控制催化裂化柴油95%(φ)点馏出温度在320 ℃,催化裂化柴油的密度仍达到970 kg/m3,由于氢气不足,柴油加氢装置循环氢纯度仅为80%~84%,较重的催化裂化柴油的加氢效果无法达到预期目标,加氢后返回催化裂化装置,密度虽然满足LTAG工艺的基本要求,但烃类组成并不是最适合裂化的组分。由于汽柴油加氢装置中焦化柴油的掺混比例不断增加、馏程不断变重,导致装置反应温度不断提高,说明焦化柴油的性质不断劣化,这不仅导致全厂柴油池十六烷值下降,还造成装置氢耗增加。

5)该厂常减压装置按照高酸重质原油设计,因受多项装置瓶颈及储运管输条件的限制,目前已无法按照设计原油进行采购和加工,导致常减压装置负荷偏低,且加工油种复杂,近期主力油种为瓦斯科尼亚,加工量占比43%(w),由于它的直馏柴油十六烷指数仅为44.71,汽柴油加氢装置装填的催化剂均为精制剂,对柴油十六烷指数的改善有限,也是造成目前柴油出厂困难的因素之一,因此还需要在装置调整前协助企业开展原油选择优化工作。

图1 炼厂的生产加工流程

综合以上分析,可得出初步结论:由于催化裂化柴油出厂受限及氢气不足,三环芳烃组分在重油加工系统中不断累积,既不能经过加氢饱和,也无法被裂化、生焦,形成恶性循环。

3、装置运行调整与总流程优化

3.1 炼厂模型建立

建立精确的企业模型是炼厂原油选择和流程优化的基础,本工作利用线性规划方法(Linear Programming,简称LP),采用Aspen公司的PIMS软件对炼厂进行建模。根据炼厂实际生产流程建立LP模型框架(见图2),主要包括常减压装置子模型、二次加工装置子模型、供销子模型和产品调合子模型[6]。

常减压装置子模型用于描述炼厂常压与减压蒸馏装置,以原油切割数据为基础,可根据炼厂实际情况设置多个生产方案,经过优化后可得到最优切割方案。

二次加工装置子模型用于描述除常减压装置外的其他装置,可根据装置实际加工方案建立多个加工方案模型,该模型以炼厂各二次加工装置生产运行实际数据为基础,包括不同加工方案的产品收率、公用工程消耗、装置运行限制和物料性质等数据;对于重要装置,如催化重整、渣油加氢、催化裂化装置等,根据单元装置模拟数据或经验设置Delta-Base结构(一种描述装置收率和产品性质随进料性质改变而变化的计算方法)[7],该结构可描述装置进料性质对产品收率的影响,提高模型的描述精度。其中催化裂化装置中设置了原料密度、残炭值、硫含量、金属杂质含量对产品分布及产品性质的影响[8];焦化装置中设置了原料残炭值、硫含量对产品分布及产品性质的影响[9]。

供销子模型以原料与产品价格数据以及原料与产品购买或销售限制数据为基础,用于描述炼厂原料供给和产品销售情况。

产品调合子模型用于描述汽油、航空煤油、柴油、燃料油等产品的调合情况[10],以产品调合质量的限制数据以及调合物料的性质数据为基础。已有报道指出不同类型柴油的十六烷值与十六烷指数关系较为复杂[11],为了降低模型的计算复杂度,同时保证优化方案的柴油调合计算结果能够对实际生产提供指导,本次测算未在模型中引入非线性调合公式,而是沿用线性调合规则,并且人为地将十六烷值指标在内控指标的基础上提高0.5个单位。

图2 LP模型框架示意图

3.2 总流程优化实施方案

总流程优化方案的总体思想是通过原油选择优化及装置操作优化,解决柴油出厂及催化裂化柴油处理困难的问题,打破三环芳烃在重油系统中的闭环。

从总流程的角度,基于全厂总流程模型,结合当前企业的实际运行数据和实验室信息管理系统化结果,首先开展了原油选择优化工作。通过保本价测算排序[12],同时兼顾直馏柴油十六烷指数分析,确定了以杰诺原油为主力油种,掺炼15%(w)伊朗重质原油(简称伊重原油)作为优选原油结构,原油保本价测算排序如表2所示,表2中测算油种包括伊重原油(Iranian)、科威特原油(Kuwait)、杰诺原油(Djeno)、卢拉原油(Lula)、瓦斯科尼亚原油(Vasconia)、萨宾诺原油(Sapinhoa)、罕戈原油(Hungo)、塞巴原油(Ceiba)、埃斯克兰特原油(Escalante)、桑格斯原油(Sangos)、普鲁托尼原油(Plutonio)、埃斯坡原油(ESPO)等共计12种。

以上述原油结构的常减压侧线性质为起点,利用Delta-Base结构对优化后各工艺装置的预测数据进行闭环迭代,在此框架下对优化前后工况的全厂流程进行模拟测算,形成完整的总流程优化方案,并据此制定总流程优化方案的实施步骤要点:

1)原油优化:为保证操作稳定,在优化调整阶段保障杰诺原油单炼。

2)催化裂化装置和柴油加氢装置协同优化:逐步提高催化裂化装置柴油抽出温度,以10 ℃/d的幅度提高催化裂化柴油95%(φ)点馏出温度至目标值345 ℃,调整过程初期,催化裂化柴油密度和产量会有所上升,此时适当提高柴油加氢反应苛刻度,以控制加氢催化裂化柴油的密度不高于925 kg/m3,若达不到则适当外甩催化裂化柴油至罐区暂存,期间若市场价格合适,可择机配合外甩部分油浆[13]。

3)催化裂化装置操作优化:控制催化裂化装置反应温度515~520 ℃,催化活性64%±2%,减压过汽化油切出催化裂化原料。

4)焦化装置操作优化:随着催化裂化柴油抽出温度的提高,催化裂化油浆产量会相应降低,此时逐步提高焦化柴油抽出温度,控制焦化柴油95%(φ)点馏出温度不高于350 ℃,焦化蜡油干点不高于450 ℃;逐步提高焦化炉出口温度至505 ℃。

5)汽柴油加氢装置操作优化:将10 t/h焦化汽油回炼至LTAG进料,以腾出汽柴油加氢装置负荷。根据加氢催化裂化柴油十六烷指数和汽柴油加氢装置情况以及新氢量、高压空冷冷后温度等参数,汽柴油加氢装置恢复加工催化裂化柴油,并逐步加大催化裂化柴油掺炼量至5~8 t/h。

3.3 优化效果分析

3.3.1 催化裂化装置

通过以上调整措施协同作用,实现了催化裂化装置进料的性质优化,结果见表3。加氢催化裂化柴油的裂化反应性能得到一定程度的改善,从而实现催化裂化装置正常运转,提高了汽油等高附加值产品的收率。催化裂化柴油性质对比见表4。由表4可见,优化后催化裂化柴油95%(φ)点馏出温度提高了16 ℃,且多环芳烃含量由82.4%(w)降至74.8%(w),消减了部分系统中不转化的多环芳烃。

表2 原油保本价测算排序

API°:relative density index.


表3 催化裂化装置混合进料性质对比

表4 催化裂化柴油性质对比

3.3.2 焦化装置

催化裂化柴油干点逐步调整为340 ℃后,油浆中轻组分含量降低,同时把焦化柴油干点逐步提高至350 ℃左右、焦化蜡油干点逐步提高至420 ℃左右。焦化装置主要产品性质对比见表5。由表5所示可见,优化后焦化柴油95%(φ)点馏出温度提高了约5 ℃,密度平均值由870.5 kg/m3降至859.2 kg/m3,焦化柴油中芳烃含量大幅降低,由34.0%(w)降至19.2%(w),同时焦化柴油十六烷指数提高了约7个单位;焦化蜡油密度由优化前970~1 000 kg/m3降至930~940 kg/m3。经过优化调整,达到了通过改善催化裂化油浆性质以改善焦化装置进料性质,并实现焦化柴油、焦化蜡油性质的改善,从而进一步改善催化裂化装置进料性质,实现提高焦化柴油十六烷值的目的。

表5 焦化装置主要产品性质对比

3.3.3 汽柴油加氢装置

通过撤出焦化汽油,腾出汽柴油加氢装置加工负荷,将部分催化裂化柴油重新引入汽柴油加氢装置进行加工,以缓解催化裂化柴油的处理困境。调整初期,随着催化裂化柴油95%(φ)点馏出温度的升高,催化裂化柴油密度随之提高,最高达990 kg/m3以上,此后将95%(φ)点馏出温度控制在335~340 ℃,催化裂化柴油密度逐渐稳定在970 kg/m3以下。催化裂化和焦化装置经优化操作达到稳定状态后,汽柴油加氢装置进料十六烷值有所改善,通过置换焦化汽油腾出加工负荷,可实现催化裂化柴油最大量掺炼。

4、效益评估

4.1 效益评估基准

以调整前6个月的实际运行数据作为调整前工况、以实施总流程优化方案后6个月的实际运行数据为调整后工况,原油、原料及产品价格均为企业提供的全年平均价格。

4.2 全厂优化结果

优化前后的原油结构对比如表6所示。优化后,炼厂实际加工的主力油种是杰诺原油、塞巴原油和伊重原油(伊重原油资源停供后改为科威特原油),原油加工种类由11种减少到6种,混合原油的API°由27.57提高到28.13,直馏柴油组分的十六烷指数由48.02提高至48.77,对全厂稳定运行起到了积极作用。

优化前后的全厂产品结构对比如表7所示。由表7可见,由于重油加工系统部分瓶颈实现消缺,总加工量有所提升。优化后,石脑油的自用率和柴油产量、汽油产量均有所提高,液化石油气产量增加,催化裂化装置的总轻收(即汽油和柴油收率)增加,低附加值产品焦炭的产量降低,产品结构得到优化。

表6 原油加工结构对比

表7 全厂产品结构对比

4.3 效益测算结果

原油、原料及产品价格均为不含税价。计算两种工况下的总原油成本,再根据月平均加工量的不同,折算为月平均原油成本[14]。在同一价格体系下,计算生产毛利[15],优化后的原油成本比优化前略有增加,但产品分布优化带来了较大的收益。优化前后主要技术经济指标对比见表8。由表8可见,轻质油品收率由65.34%(w)提高至67.65%(w),提高了2.31百分点;高附加值产品占比由85.87%提高至88.48%,提高了2.61百分点,产品结构明显优化。通过带入价格体系进行计算,优化前后的毛利差为5.84 元/t,折合全年毛利提高1 514.3万元。

表8 主要技术经济指标对比

5、结论

1)通过对炼厂装置的运行优化调整及总流程优化,炼厂主要装置运行状态得到改善,催化裂化装置原料得到优化,催化裂化柴油馏程趋向正常,汽柴油加氢装置可掺炼部分催化裂化柴油出厂,消减了部分系统中不转化的三环芳烃,保障了全厂稳定运行。

2)优化后,轻质油品收率和高附加值产品占比分别提高了2.31和2.61百分点,产品结构明显改善。效益测算结果显示,经过装置运行优化调整及总流程优化,企业全年毛利提高1 514.3万元。

3)采用装置与总流程协同优化的方法,是诊断及解决企业生产运行中存在的问题、帮助企业提质增效的有效手段,对其他炼厂生产运行优化具有较好的借鉴意义。


本文作者:于 博(中国石化石油化工科学研究院,北京)

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